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Alta tensión en el negocio nuclear

Los intereses dispares de las dos firmas que controlan el parque revelan las dificultades financieras por las que pasan sus centrales

JOSÉ M. CAMARERO

Domingo, 30 de abril 2017, 01:14

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madrid. Puede que las protestas de los ecologistas encaramados en las cúpulas de los reactores no sean las que se lleven por delante las centrales nucleares, como pretenden desde hace años. Y puede que sean las compañías propietarias de estas plantas las que echen voluntariamente el candado ante lo que consideran como «inviabilidad» económica de sus actividades. El negocio atómico se encuentra en entredicho tras las fricciones que han surgido entre Iberdrola y Endesa a cuenta del futuro de Garoña, la instalación en la que comparten accionariado... pero poco más.

PLAZOS Y FUTURO

  • En apenas unas semanas, las compañías propietarias de Almaraz y Vandellós II deberían instar al Gobierno a ampliar su plazo de explotación actual, que vence a mediados de 2020.

  • Si no se extendiera la vida útil de ninguna instalación nuclear en activo, dentro de ocho años se cerrarían las puertas de la central más joven de todo el parque español, la de Trillo (Guadalajara).

  • La clausura de todas las nucleares, sin una alternativa que cubriese su capacidad de producción, supondría un incremento del precio medio de la electricidad del 10% con respecto a los costes actuales.

  • años de anticipación es el plazo del que disponen las compañías propietarias de las centrales nucleares para solicitar la prolongación de su vida útil antes de que expire la autorización vigente.

Ni en los mejores sueños de los colectivos antinucleares habrían imaginado que el sector diese la voz de alerta por los problemas financieros que atraviesan las sociedades que gestionan el parque español: ocho reactores distribuidos en seis centrales «asfixiadas» por impuestos y tasas que gravan su actividad. Así define el presidente de Foro Nuclear, Ignacio Araluce, la situación que atraviesa el sector.

Araluce explica que «ha llegado un momento en el que esa carga representa hasta un 50% de los ingresos que perciben». Sostiene que el Estado «se ha comido los márgenes» y recuerda que esta realidad se había puesto de manifiesto desde hace tiempo, aunque ahora ha salido a la luz a raíz del caso burgalés.

El punto de inflexión para las nucleares llegó a finales de 2012, cuando el Gobierno aprobó una batería de medidas para atajar un déficit eléctrico -la diferencia entre ingresos del sistema y costes que asumía- que superaba los 24.000 millones.

Para ello, aplicó un impuesto sobre la producción de residuos radiactivos procedentes de las nucleares, que grava en 2.190 euros cada kilogramo de uranio -la materia prima que se usa en estas instalaciones- que consuman. Esta figura detrae aproximadamente un 18% de los ingresos de las centrales. Además, se actualizó otro tributo sobre el almacenamiento de residuos -Enresa es la sociedad que los gestiona-, que se lleva otro 15%. Y para culminar, se introdujo un gravamen generalizado del 7% para todas las fuentes de generación eléctrica.

A esta lista hay que sumar cánones como el Impuestos de Bienes Inmuebles y otras figuras que abonan las centrales. Y las ecotasas autonómicas, aunque Extremadura y Cataluña aún tratan de sortear los recursos interpuestos por el Gobierno a este tipo de gravámenes, desde donde consideran que ya se encuentran incluidos en la ley estatal.

Cuentas ajustadas

En total, esa mochila fiscal pesa, de media, unos 10 euros por megavatio/hora (Mwh), según fuentes del sector eléctrico. A esa cifra habría que añadir los 35 euros/Mwh que supone mantener operativas estas instalaciones: entre siete y ocho euros por el uranio; 7,5 euros por la tasa de residuos; otros 14 euros en gastos de explotación (personal y mantenimiento); y cinco euros en inversiones. Desde el sector sostienen que «si el coste de la energía en el mercado mayorista es de 45 euros, las nucleares cubren sus gastos y no dan para mucho más».

En Garoña, esas cifras son aún más abultadas al tratarse de un reactor de 500 Mw, frente a los 1.000 que tienen, de media, el resto de las centrales. Para la planta burgalesa, solo los costes de mantenimiento ascienden a entre 30 y 40 euros/Mwh, a los que hay que sumar los tributos, lo que implica un descuadre de sus cuentas.

El problema al que se enfrentan las centrales es que la situación que atraviesan «no es lo suficientemente grave como para poder clausurar su actividad», explican expertos del sector. Es decir, la reforma energética calculó el impacto de los nuevos impuestos para que no pudieran alegar quiebra, pero a la vez tampoco ganan mucho dinero.

La cuestión no es baladí porque en breve se juegan su futuro las plantas de Almaraz (Cáceres) y Vandellós II (Tarragona). El plazo de explotación de su actividad vence a mediados de 2020, pero tiene que ser tres años antes -es decir, en junio y julio de este año- cuando sus propietarias presenten la solicitud para ampliar esa vida útil. Iberdrola quiere que el Ejecutivo les deje hacerlo en 2019, pero Endesa prefiere ajustarse al calendario establecido y pedirlo ya, aunque espera una respuesta del Gobierno sobre los costes que soporta el sector.

El impacto de las últimas reformas ha sido tan relevante que algunas corporaciones, como Iberdrola, optaron por desgajar su negocio nuclear creando divisiones específicas. Su filial para este fin registró unas pérdidas de 221 millones en 2015, más otros 311 en el ejercicio anterior y 232 en 2013, según consta en los registros oficiales. En el caso de Endesa y Gas Natural Fenosa -esta última también tiene participaciones en el sector, como ocurre en la sociedad Almaraz-Trillo- siguen integrando los resultados de sus nucleares en sus filiales de generación.

Hasta 50 años amortizando

En el sector apuntan que se trata de pérdidas contables y no estrictamente operativas. Porque las cuentas no les permiten a todas amortizar todo el dinero que quisieran en base a la inversión realizada inicialmente cuando se construyeron esas plantas. Por eso, desde Endesa sostienen que el negocio «sí es rentable», porque aunque ahora no se pueda amortizar todo, «si se prolonga su vida útil sí se podría» realizar.

Aquí reside una de las claves del conflicto. Endesa ha reconocido que ha ampliado esa amortización de 40 a 50 años. Si la actividad de las centrales se prolonga hasta esa fecha, podría amortizar toda la inversión. Una decisión que en el caso de Iberdrola no ha tomado, por lo que esa prolongación no les resultaría tan atractiva ni económicamente necesaria como a la competencia.

Además, el sector contó con una serie de ingresos hasta 1998, cuando se liberalizó el mercado energético en España. Las compañías han dispuesto de copagos por capacidad o la inyección que supuso los costes de transición a la competencia. Pero apuntan que no fue suficiente. Por eso, Jorge Morales, experto en energía, cree que «hay que realizar una auditoría para aclarar cuánto han recibido y cuánto gastan ahora».

La actitud de ambas compañías, que coinciden en denunciar las elevadas cargas fiscales, se distancia también si se tienen en cuenta los intereses energéticos en otro tipo de plantas. «En realidad, hay un juego entre ambas por quedarse con el resto de la tarta de la generación», indica Jorge Morales.

Iberdrola cuenta con una gran fortaleza en las hidroeléctricas, con 9.715 megavatios de capacidad instalada, más 6.100 Mw en otras renovables, además de 5.695 Mw en ciclos combinados. Por su parte, Endesa tiene 5.445 Mw en ciclos; 4.721 Mw en hidroeléctricas; y 8.130 Mw en térmicas. Y Gas Natural Fenosa, 7.000 Mw en ciclos combinados y 2.000 Mw en centrales de carbón. Todo un complejo laberinto de intereses si desapareciera la nuclear.

Restricción presupuestaria

Ahora, el Gobierno debe decidir cómo desencallar este conflicto empresarial. Dispone hasta el 8 de agosto para redactar el informe en el que debe plasmar si autoriza la reapertura de Garoña. Además, las compañías esperan que negocie «un nuevo marco regulatorio», indica Ignacio Araluce. Sin embargo, Hacienda ya ha anticipado que no va a rebajar impuestos. Si es así, el sector da por hecho que Garoña cerrará, aunque Endesa insiste en que puede ser viable y por ello rechazaba esta semana el informe presentado por Iberdrola en Nuclenor defendiendo su liquidación. Endesa alega que desmantelarla también cuesta dinero.

El presidente de Foro Nuclear apunta que la solución pasa por «trabajar en los ingresos» del sector. Es decir, mejorar la retribución que reciben estas plantas. Una circunstancia que se prevé complicada ante el rigor presupuestario del Ejecutivo. En cualquier caso, nadie apuesta por un fin traumático. Porque si desaparecieran las ocho plantas de un plumazo, no sólo sería necesario cubrir la aportación que realizan, sino hacer frente a un incremento del 10% a aplicar en el recibo de la luz.

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